Гидравлический расчет перекачки газонасыщенной нефти

 

Экспериментально установлено, что газонасыщенная нефть ведет себя в трубопроводе как капельная жидкость. По этой причине потери дав­ления на преодоление газонасыщенной нефтью сил трения в трубах рас­считывают с использованием формулы Лейбензона

 

(3.26)

 

где ρ, Q, ν - плотность, расход и кинематическая вязкость газонасыщенной нефти.

Потери давления на преодоление разности нивелирных высот конца и начала трубопровода P_z, давление подпора на входе в центробежные на­сосы Р_к и число Рейнольдса Re определяются по зависимостям

P_z = ρgΔz;

P_k=P_s+P_kз;

Re = (3.27)

где в расчете также используются параметры газонасыщенной нефти.

Режим течения и зона трения в данном случае определяются обыч­ным путем.

Проанализируем как влияет количество растворенного газа на перечисленные параметры. Подставляя вместо ρ, Q, и ν соответствующие рас­четные формулы, получим

(3.28)

 

P_z = ρ₀ · g · Δz = P_z0 · ;

Re =

 

где P_to, Re - потери давления на трение и число Рейнольдса при перекачке того же количества дегазированной нефти, что и при транспортировке газонасыщенной нефти;

P_zo - потери давления на преодоление разности нивелирных высот дегазированной нефтью.

Рис. 3.8. Изменение относительных потерь на трение с увеличением газового фактора при различных режимах перекачки

 

Нетрудно видеть, что с увеличением количества растворенного газа Г величина P_zмонотонно уменьшается, a Re - монотонно возрастает. Ха­рактер изменения величины Р_τ зависит от того как соотносится увеличение объемного расхода и уменьшение кинематической вязкости газонасыщенной нефти (рис. 3.8). Наиболее значительно величина P_τ уменьшается при ламинарном режиме перекачки (m =1). Чем более развит турбулентный режим перекачки, тем положительное влияние растворенного газа меньше. Это связано с уменьшением сомножителя v ^m и соответственно роли вязких сил. В квадратичной зоне трения турбулентного режима (m = 0) потери на трение с увеличением Г не только не уменьшаются, а, наобо­рот, возрастают. Это связано с тем, что объемный расход перекачиваемой жидкости увеличился, а вязкость, хотя и уменьшилась, не влияет на вели­чину P_τ.

 

 

 

Рис. 3.9. Совмещенная характеристика насосных станции и

трубопровода при перекачке дегазированой (1,2) и газонасыщенной (3,4) нефтей

 

Давление подпора на входе в центробежные насосы равно

Р_к = Р_ко +

где Р_ко - давление подпора при перекачке дегазированной нефти.

Как видно, величина Р_к с увеличением газового фактора монотонно возрастает.

На рис. 3.9 приведена совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода при транспортировании газонасыщенной и дегазированной нефти.

При перекачке газонасыщенной нефти характеристика трубопрово­да отсекает на оси ординат больший отрезок, чем такая же характеристика при транспорте дегазированной нефти, т.к. P_z ≈ P_zo, а Р_ocт = Р_{ocт 0} + Р_s.Проходит же она более полого, т.к. газонасыщенная нефть имеет меньшую вязкость.

Характеристика насосных станций при перекачке газонасыщенной нефти проходит выше, чем при транспортировке нефти дегазированной поскольку с давлением, развиваемым станциями, суммируется давление Р_к, предотвращающее выделение растворенного газа.

Рабочая точка В при перекачке газонасыщенной нефти, как правило находится правее аналогичной точки А в случае транспортирования дегазированной нефти. Следовательно, производительность трубопровода по газонасыщенной нефти Q_B больше, чем при перекачке дегазированной не­фти Q_A Однако увеличение производительности трубопровода по дегази­рованной нефти будет достигнуто только при выполнении неравенства.

Определим во сколько раз χ увеличивается производительность тру­бопровода по нефти при сохранении ее остаточного газонасыщения. До газонасыщения нефти уравнение баланса напоров имело вид

h_П + А₁ - B₁Q₀^{2 - m} = f₀ Q₀^{2 - m} L+ Δz + h_OCT,

 

откуда исходная производительность нефтепровода составляла

 

Q₀ = (3.29)

 

После сохранения остаточного газонасыщения нефти уравнение ба­ланса напоров приняло вид

 

Соответственно производительность трубопровода по газонасы­щенной нефти стала равной

Q = (3.30)

Поделив друг на друга левые и правые части уравнений (3.30) и (3.29), получаем

χB_H =

Отсюда искомая величина увеличения производительности трубо­провода по дегазированной нефти составила

χ = _. (3.31)

Поскольку величина гидравлического уклона при единичном расходе в случае транспортировки дегазированной нефти f_o больше, чем при перекачке газонасыщенной нефти f, то величина выражения под знаком радикала превышает единицу. Но больше единицы и величина объемного коэффициента В_н. Поэтому величина χ в общем случае может быть боль­ше, меньше или равна единице. Однако, если учесть, что

f =β

 

то видно, что при m = 0 (зона квадратичного трения турбулентного режима) f = f₀ и, следовательно, величина выражения под радикалом равна единице, а χ < 1.

 

 

Рис. 3.10. Характер изменения коэффициента увеличения

производительности трубопровода и относительного рабочего

давления от газового фактора и режима перекачки

 

Чем меньше развита турбулентность потока (рост m), тем больше величина выражения под корнем и, следовательно, тем больше χ.

Соотношение между давлениями Р_A и Р_B зависит от величины давле­ния Р_K и режима перекачки дегазированной нефти.

Характер зависимости коэффициента увеличения производительности по нефти и относительного рабочего давления при увеличении газо­вого фактора Г показан на рис. 3.10.

Из него видно, что если дегазированная нефть перекачивалась при ламинарном режиме, то увеличение производительности по нефти будет максимальным. Чем более развит турбулентный режим перекачки дегази­рованной нефти, тем меньше достигаемое увеличение производительности и тем меньше величина газового фактора, соответствующего экстрему­му. В зоне квадратичного трения турбулентного режима сохранение в не­фти растворенного газа положительного эффекта не дает.

Подобным же образом, но только в отношении уменьшения целевой функции, влияет количество растворенного газа и режим перекачки на величину .

Перекачка нефти в газонасыщенном состоянии позволяет уменьшить суммарные затраты на перекачку нефти и нефтяного газа, повысить про­изводительность нефтепроводов, уменьшить энергозатраты на перекачку. С первого дня разработки месторождений будет сохранена от сжигания в факелах наиболее ценная часть нефтяного газа.

Для внедрения данной технологии необходимо создать нормативные документы по проектированию и эксплуатации таких трубопроводов, ре­шить вопросы связанные с учетом перекачиваемой нефти, позаботиться о предотвращении потерь нефтяного газа при сбросе газонасыщенной нефти в резервуары и т.д.

У технологии перекачки газонасыщенных нефтей есть b свои недо­статки. Это дополнительные капиталовложения в буферные емкости и сепараторы (но они окупаются в течение года - двух), возможность образования газовых скоплений, увеличивающих сопротивление трубопрово­да, повышенные потери нефти при авариях, большая продолжительность снижения давления в трубопроводе при его опорожнении, что мешает вы­полнению ремонтных работ. Но эти осложнения с лихвой компенсируют­ся достоинствами данной технологии.

Рекомендуемая литература

1. Антипьев В.Н. Утилизация нефтяного газа.- М: Недра, 1983.-160 с.

2. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа.- М: Недра, 1973.-280 с.

3. Новоселов В.Ф., Коршак А.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Перекачка вязких и застывающих нефтей. Специальные методы перекачки.- Уфа: Изд-во Уфимс. нефт. ин-та, 1988.- 114 с.

4. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование / Надиров Н.К., Тугунов П.PL, Брот Р.А. и др.- Алма-Ата: Наука, 1985.- 264 с.

5. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата / Коршак А.А., Забазнов А.И., Новоселов В.В. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 224 с.

6. Трубопроводный транспорт нефти и газа/ Алиев Р.А. Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др.- М: Недра, 1988.- 368 с.

 

4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ